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OPINIÃOAndré Pepitone da Nóbrega

Energia solar amplia a característica

sustentável da matriz elétrica do Brasil

DESTAQUESerá factível para o Brasil atingir as

metas assumidas no Acordo de Paris para o setor elétrico?

BOLETIMDE CONJUNTURADO SETORENERGÉTICO

AGOSTO • 2016

08

DIC

OM

DIRETOR Carlos Otavio de Vasconcellos Quintella

EQUIPE DE PESQUISACoordenação Geral Carlos Otavio de Vasconcellos Quintella

Pesquisadores Bruno Moreno Rodrigo de Freitas Larissa de Oliveira Resende Mariana Weiss de Abreu Renata Hamilton de Ruiz Tatiana de Fátima Bruce da Silva Vinícius Neves Motta

Coordenação de Ensino e P&D Felipe Gonçalves

Coordenação de Relação Institucional Luiz Roberto Bezerra

Consultores Associados Ieda Gomes - Gás Nelson Narciso - Petróleo e Gás Paulo César Fernandes da Cunha - Setor Elétrico

Estagiárias Julia Febraro F. G. da Silva Raquel Dias de Oliveira

PRODUÇÃO Coordenação Simone C. Lecques de Magalhães

Diagramação

Bruno Masello e Carlos Quintanilha [email protected]

Esta edição está disponível para download no site da FGV Energia – fgv.br/energia

Opinião Energia solar amplia a característica sustentável da matriz elétrica do Brasil .........04

Será factível para o Brasil atingir as metas assumidas no Acordo de Paris para o setor elétrico? ...........................................................08

Petróleo ............................................................................................................12

Produção, Consumo e Saldo Comercial do Petróleo ..............................................12

Derivados do Petróleo .............................................................................................15

Gás Natural .............................................................................................................17

Produção e Importação ...........................................................................................17

Consumo ..................................................................................................................20

Preços .....................................................................................................................21

Setor Elétrico ..........................................................................................................23

Mundo Físico Disponibilidade ...................................................................................................... . 23

Demanda ............................................................................................................... . 24

Oferta .......................................................................................................................24

Intercâmbio de Energia Elétrica ..............................................................................25

Estoque ...................................................................................................................25

Mundo Contratual Oferta ..................................................................................................................... . 26

Demanda ............................................................................................................... . 27

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) ....................................................... . 28

Mercado Atacadista: Preço de Liquidação das Diferenças-PLD ..............................29

Tarifas de Energia Elétrica ...................................................................................... . 30

Leilões ......................................................................................................................31

Anexo - Cronograma de leilões e consultas públicas .........................................32

SUMÁRIO

BOLETIM ENERGÉTICO AGOSTO • 2016

4

OPINIÃO

EnErgia solar amplia a caractErística sustEntávEl da matriz Elétrica do Brasil

André Pepitone da Nóbrega*

O Brasil possui matriz elétrica limpa, com 84% da

potência instalada proveniente de fontes renováveis,

com predominância da fonte hidráulica, vocação do

país há décadas. Nos últimos anos, outras fontes vêm

se firmando nesse cenário: a biomassa, a eólica e, mais

recentemente, a solar. Esta, em fase embrionária, se

avaliado o atual parque gerador, possui tendência

de crescimento equivalente à da geração eólica que,

desenvolvida na última década, responde hoje por 7%

da nossa matriz.

Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE

2024, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética

– EPE, as fontes renováveis continuarão com expressiva

presença na matriz elétrica brasileira, mantendo, em

2024, a participação de 84%. O PDE projeta ainda a

continuidade da diversificação da matriz de energia

elétrica, que, embora permaneça com predominância

da fonte hidráulica, apresentará crescimento expressivo

de outras renováveis. A perspectiva de participação da

energia solar centralizada na matriz em 2024 é de 7

GW, o que representará 3,3% do total.


5

A energia solar, em estágio inicial de exploração, é

fonte promissora no Brasil. O país apresenta irradiação

diária média anual entre 1.500 e 2.400 kwh/m2/ano,

valor superior ao da maioria dos países europeus,

os mais desenvolvidos na utilização da tecnologia.

Mesmo na região Sul, onde são registrados os menores

valores de irradiação do Brasil, de 1.500 kwh/m2/ano,

esses são maiores que os da Alemanha, de 1.250 kwh/

m2/ano, país com significativa participação da energia

solar na matriz.

Os altos valores de irradiação disponíveis e a existência

de grandes reservatórios hidráulicos no Brasil permitem

combinação de sucesso entre as fontes solar e hidráulica,

ampliando a matriz elétrica sustentável do país.

Enquanto as plantas solares geram energia, conforme

a disponibilidade da irradiação, as usinas hidrelétricas

armazenam água, ou seja, fontes renováveis que se

complementam e proporcionam a operação otimizada

do sistema.

Para facilitar a implantação de novas usinas fotovoltaicas, a

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL simplificou

em 2015 os requisitos para autorizar a exploração desses

empreendimentos. Destaca-se, dentre as simplificações

adotadas, a possibilidade de encaminhar à Agência

toda a documentação em formato digital, por mídia

ou Internet.

Outro importante incentivo às fontes renováveis foi

conferido pela Lei no 13.203, de 2015, que amplia o

alcance do desconto na tarifa de uso dos sistemas de

distribuição e transmissão (TUSD e TUST) para usinas com

potência até 300 MW, que resultem de leilão de compra

de energia ou autorizações a partir de 1o de janeiro

de 2016. A regulação do tema foi objeto da Audiência

Pública 38/2016, que teve o período de contribuições

encerrado no último 5 de agosto.

A geração centralizada de grande porte de energia solar

fotovoltaica foi viabilizada mediante a execução de 3

leilões de energia, realizados em outubro de 2014 e agosto

e novembro de 2015. Nesses leilões foram contratadas 94

usinas fotovoltaicas, com a potência total de 2.652,8 MWp

e a previsão de investimento de 12,9 bilhões de reais. Com

capacidade de geração de 681,2 MWh/h, a energia dessas

usinas é suficiente para atender a cerca de 6 milhões de

pessoas no Brasil. Como perspectiva de curto prazo, está

previsto, ainda em 2016, novo leilão para contratação de

energia fotovoltaica centralizada.

A maior parte das usinas fotovoltaicas de grande porte

se encontra na região Nordeste do Brasil, na qual há

alta incidência de irradiação solar. Assim, o mesmo sol

que tanto castigou essa Região durante sua história se

transforma em fonte de desenvolvimento e recursos

para o semiárido.

Figura 1 – Evolução da capacidade instalada por fonte de geração

Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia 2024, Empresa de Pesquisa Energética, 2015.

20242014

HIDRO/HYDRO 117 GW 56.7%

HIDRO/HYDRO 90 GW 67.6%

NUCLEAR 3 GW 1.6%

NUCLEAR 2 GW 1.5%

BIO 18 GW 8.7%

BIO 11 GW 8.3%

PCH/SMALL HYDRO 8 GW 3.8%

PCH/SMALL HYDRO 5 GW 4.1%

SOL 7 GW 3.3%

EOL/WIND 24 GW 11.6%

UTE/THERMAL

30 GW 14.3%UTE/

THERMAL 20 GW 14.8%

EOL/WIND 5 GW 3.7%


6

Outra importante utilização da energia solar é por meio

de micro e minigeração distribuída. De pequeno porte,

esse sistema permite que os consumidores produzam a

própria energia elétrica, o que representa significativo

avanço nas relações entre o segmento de distribuição e

o de consumo. A Resolução Normativa no 482, de 2012,

cria o Sistema de Compensação de Energia Elétrica,

e a Resolução Normativa no 687, de 2015, possibilita

a geração em condomínios (empreendimentos de

múltiplas unidades consumidoras) e a compartilhada,

mediante a união de diversos interessados em

consórcios ou cooperativas para a geração de energia.

Apesar do pequeno número de conexões até o

momento, pouco mais de 4.000 unidades consumidoras,

o perfil de crescimento da geração distribuída, após

a edição das Resoluções da ANEEL, é promissor. A

Agência projeta mais de 1,2 milhão de consumidores

gerando a própria energia em 2024, totalizando

capacidade instalada superior a 4.500 megawatts (MW)

– o que corresponde ao abastecimento de um estado

como o de Santa Catarina. Confirmada essa projeção,

a produção nacional dos equipamentos poderá se

viabilizar, haja vista a demanda e os ganhos de escala.

Entretanto, para que essa previsão se realize, alguns

desafios da geração distribuída precisam ser superados,

tais como aumentar a divulgação das possibilidades

que essa iniciativa confere, em especial das novas

alternativas introduzidas pela ANEEL em 2015 – geração

em condomínios e compartilhada; criar linhas de

financiamento específicas, que facilitem a aquisição e

a instalação dos equipamentos, e tratar a questão da

incidência de tributos estaduais e federais.

Com relação à tributação estadual, o Convênio CONFAZ1

no 16/2015 possibilita que o Imposto sobre a Circulação

de Mercadorias e Serviços – ICMS incida apenas sobre

a diferença entre a energia ativa injetada na rede de

distribuição e a consumida, o que equivale à isenção

tributária. Ressalta-se que sete unidades da federação

ainda não aderiram ao Convênio. A região Nordeste

do país é a única na qual todos os estados já aplicam a

isenção de imposto para esse tipo de geração.

Essa isenção, todavia, se aplica somente às modalidades

de geração distribuída na mesma unidade consumidora

ou de autoconsumo remoto (outras unidades do

mesmo titular) e é válida apenas para instalações com

menos de 1 MW de potência instalada2. Além disso,

não há isenção do ICMS incidente sobre o custo de

disponibilidade, para consumidores do Grupo B, e

sobre a energia reativa e a demanda de potência

(TUSD), para consumidores do Grupo A, tampouco

para a geração em condomínios ou compartilhada.

Por sua vez, o Programa de Integração Social - PIS e a

Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social –

COFINS, com a publicação da Lei no 13.169/2015, passaram

a incidir apenas sobre a diferença positiva entre a energia

injetada e a consumida pela unidade consumidora com micro

ou minigeração distribuída. Por serem tributos federais, a

regra se aplica igualmente a todos os estados do País. De

modo análogo ao ICMS, a isenção também não se aplica

aos casos em que a titularidade das unidades consumidoras

não é a mesma (geração em condomínios e compartilhada).

Outra questão é o pagamento dos custos da distribuidora,

pelos optantes da geração distribuída. Atualmente, as

unidades consumidoras conectadas em baixa tensão

(Grupo B) pagam o custo de disponibilidade, ainda

que injetem na rede energia superior ao consumo

– valor em reais equivalente a 30 kWh (monofásico),

50 kWh (bifásico) ou 100 kWh (trifásico). Analogamente,

os consumidores conectados em alta tensão (Grupo A)

pagam a demanda contratada.

Caso se verifique que o pagamento do custo de

disponibilidade (Grupo B) não é suficiente para a

remuneração adequada da rede de distribuição, será

necessário aperfeiçoar a regulação. Uma das propostas

para os novos entrantes é utilizar a tarifa binômia,

mediante a separação dos custos em energia e “fio”

(transporte na rede), como aplicado ao Grupo A.

1 Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ, ligado ao Ministério da Fazenda.2 A revisão das regras, realizada por meio da Resolução Normativa no 687/2015, ampliou o limite de minigeração distribuída

solar para 5 MW.


7

*André Pepitone da Nóbrega

é servidor da carreira de

Especialista em Regulação

e diretor da ANEEL desde

agosto de 2010. Engenheiro

civil pela Universidade de

Brasília – UnB, é especialista

em Ciências Geotécnicas,

também pela UnB, e possui

MBA em Theory and Operation of a Modern National

Economy, pela Universidade George Washington.

Assim, ainda que o consumidor não pagasse nenhum

valor relativo à energia, por ter gerado mais do que

consumido, ele pagaria os custos da rede de distribuição.

Isso porque a rede continuaria sendo utilizada nos

momentos em que a geração não produzisse energia

suficiente, como à noite, no caso da energia solar. Ou

seja, o consumidor teria que utilizar a rede, que deve ser

mantida em pleno funcionamento pela distribuidora,

quando não pudesse gerar energia.

Projetos de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D relacionados

à geração fotovoltaica são fomentados pela ANEEL. Destaca-

se a Chamada de Projeto de P&D Estratégico 13/2011,

intitulada “Arranjos Técnicos e Comerciais para Inserção da

Geração Solar Fotovoltaica na Matriz Energética Brasileira”,

que objetivou inserir a energia solar na matriz energética

brasileira, desenvolver científica e tecnologicamente a

cadeia produtiva, capacitar profissionalmente e realizar a

infraestrutura laboratorial de empresas e instituições de

pesquisa, reduzir custos e aumentar a competitividade da

fonte e promover aprimoramentos normativos, regulatórios

e fiscais/tributários.

Como resultado da Chamada, estão em implantação 13

projetos fotovoltaicos, que representam 15,6 MWp de

capacidade instalada e investimento de R$ 252,6 milhões.

Evidenciam-se os realizados por Furnas, em Jaíba/MG,

pela Chesf, em Petrolina/PE, e pela Tractebel, em Tubarão/

SC, com capacidade instalada de 3 MWp cada.

A energia heliotérmica, também conhecida como

Concentrating Solar Power – CSP, utiliza como princípio

para produção de energia o acúmulo do calor proveniente

dos raios solares pela reflexão e pela concentração da

luz solar, com espelhos – o calor do sol aquece água e

gera vapor. A partir de então, a usina heliotérmica segue

os mesmos processos de uma usina termoelétrica,

utilizando o vapor gerado para movimentar a turbina

que aciona o gerador de energia elétrica.

Mais recentemente, foi lançada a Chamada de Projeto

de P&D Estratégico 19/2015 – “Desenvolvimento de

Tecnologia Nacional de Geração Heliotérmica de Energia

Elétrica”. Essa iniciativa visa facilitar a inserção dessa

fonte na matriz elétrica brasileira; promover a formação

de profissionais qualificados, a capacitação técnica

em universidades, centros de pesquisas e empresas;

desenvolver a cadeia produtiva e levantar informações,

para aperfeiçoar a regulação e as políticas públicas.

A própria ANEEL decidiu colher os benefícios oferecidos

pela geração solar distribuída; por meio de um projeto

executado com recursos do Programa de Eficiência

Energética regulado pela Agência, que teve a CEB

Distribuição como empresa proponente, instalará planta

fotovoltaica em sua sede em Brasília. Serão montados

1.760 painéis de 1,65m2, com potência instalada de

510,40 kWp, que, juntos, possuem a geração média

anual prevista de 710 MWh/ano, capazes de atender a

cerca de 20% da energia utilizada pela ANEEL.

As características naturais do Brasil evidenciam muita

atratividade para utilização das fontes renováveis de energia.

Nos próximos anos, a produção de energia por fonte solar,

aliada à geração hidráulica, à biomassa e à eólica, manterá

elevada a predominância das fontes limpas na composição

da matriz nacional, caracterizando parque gerador

sustentável. As iniciativas para desencadear a expansão

da fonte solar no País, mediante a geração centralizada

de grande porte e da distribuída, foram implementadas

pelo Governo Federal e pela Agência por meio dos leilões,

da regulação e do fomento à pesquisa. Não obstante

os desafios apontados, vive-se momento propício para

inserção dessa fonte na matriz elétrica. Para tanto, a ANEEL

conta com a participação dos agentes do setor elétrico, dos

consumidores e da sociedade para aprimorar o ambiente

regulatório e avançar em benefício do Brasil.


8

sErá FactívEl para o Brasil atingir as mEtas assumidas no acordo dE paris para o sEtor Elétrico?

Em junho passado, a Empresa de Pesquisa Energética

(EPE) publicou o documento “O Compromisso do Brasil

no Combate às Mudanças Climáticas: Produção e Uso

de Energia”, com o objetivo de descrever a “memória

de cálculo que subsidiou as contribuições das

atividades relacionadas à produção e uso da energia

para a redução de emissões de GEE apresentadas

na iNDC”3. Esse documento foi produzido, contudo,

considerando o uso da energia em atividades que não

se encontram mais no mesmo nível de dinamismo de

então. Por conseguinte, dada a conjuntura econômica

atual, será factível para o país atingir os compromissos

assumidos na sua iNDC?

A intended National Determined Contribution (iNDC)4

é o documento em que cada país estabelece suas metas

individuais para reduzir a emissão de gases do efeito

estufa (GEE), que causam as mudanças climáticas.

Esses documentos foram apresentados por cada país

na 21ª Conferência das Partes (COP 21) da Convenção

Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima

(UNFCCC). Ao fim da Conferência, em 12 dezembro

de 2015, o Acordo de Paris foi aprovado pelos 195

países participantes. Esses países se comprometeram

a realizar as metas nas suas iNDCs, de forma a limitar

o aumento de temperatura no século XXI a níveis

inferiores a 2oC em relação a níveis pré-industriais, se

empenhando em limitar esse aumento a 1,5oC.

O Acordo de Paris adotou uma nova abordagem em

relação a como esse objetivo será atingido: cada

país estabelecerá seus próprios compromissos de

adaptação e mitigação às mudanças climáticas, tendo

responsabilidades comuns, porém diferenciadas5. Até

a presente data, 180 países assinaram o Acordo, que já

foi ratificado por 22 países. O prazo para assinatura é

3 EPE, junho de 2016.4 Em português: Pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada. 5 Essa abordagem é chamada de “sistema bottom up”, que contrasta com a abordagem “top down” tentada em Convenções

de anos anteriores, em que metas de redução de emissão de GEE eram impostas aos países.


9

22 de abril de 2017, com o Acordo entrando em vigor

quando 55 países, que juntos representarem 55% das

emissões mundiais, o ratificarem6.

O Brasil, no dia 22 de abril desse ano, assinou o

Acordo, que já foi ratificado pelo Congresso Nacional e

segue para promulgação da Presidência da República

- o que deve ocorrer em setembro, na Assembleia das

Nações Unidas7. O próximo passo será implementar

ações para atingir os compromissos assumidos na

iNDC brasileira. O país se comprometeu a reduzir

suas emissões de GEE de forma que, em 2025, sejam

37% inferiores em relação ao ano-base de 2005 e que,

em 2030, sejam 43% inferiores em relação ao mesmo

ano-base. Esse esforço será empreendido em todos

os setores da economia: energia, agricultura, florestal,

resíduos e processos industriais. As emissões de GEE

brasileiras em 2012 são ilustradas na figura abaixo,

juntamente com as emissões mundiais, para fins

de comparação.

Figura 1: Emissões de gEE por setor – mundo e Brasil

Fonte: World Resources Institute (WRI). CAIT Climate Data Explorer: Historical Emissions, 2012. Valores percentuais foram arredondados. Para descrição das emissões de gases inclusas em cada setor, consultar:

CAIT Country Greenhouse Gas Emissions: Sources & Methods. June 2015, World Resources Institute.

6 https://nacoesunidas.org/acordodeparis/. Além disso, cada país deverá revisar suas iNDC de 5 em 5 anos, com a primeira revisão ocorrendo em 2023.

7 “Senado brasileiro aprova Acordo de Paris”. O Estado de São Paulo, 11/08/2016.

Combustíveis Bunker 1%

Combustíveis Bunker 2%

Agricultura11%

Uso da Terra/Florestal

6%

Processos Industriais6%

Resíduos2%

Resíduos3%

Combustão de outros combustíveis

8%

Combustão de outros combustíveis

3%

Emissões Fugitivas 5%

Total = 49 Gigaton de CO2 equivalente por ano GtCO2-eq/ano

Total = 1,8 Gigaton de CO2 equivalente por ano GtCO2-eq/ano

Energia72%

Manufatura/Construção

13%

Transporte 15%

Eletricidade/Calefação

31%

Manufatura/Cosntrução

7%

Processos Industriais3%

Transporte 11%

Emissões Fugitivas

1%Eletricidade/Calefação

4%

Energia26%

Agricultura24%

Uso da Terra/Florestal

44%


10

Enquanto grande parte das emissões de GEE mundiais

são concentradas no setor energético – majoritariamente

em eletricidade/calefação –, o setor que mais emite GEE

no Brasil é o de uso da terra/florestal8. O setor elétrico

no Brasil é responsável por apenas 4% das emissões

totais de GEE nacionais, o que pode ser explicado

pelas características da matriz elétrica brasileira, que

é majoritariamente formada por fontes renováveis de

geração de eletricidade (Figura 2).

Figura 2: potência instalada no Brasil por Fonte - 2016

Fonte: Banco de Informações de Geração (BIG) – ANEEL. Acessado em 19/08/2016.

8 Emissões nesse setor são provenientes da queima de terras florestais, terras de cultivo, pastagem e biomassa.9 As pequenas centrais hidrelétricas (PCH) também são classificadas como energia renovável complementar. Investir nas outras

renováveis complementares, contudo, é mais pertinente em um cenário no qual se busca uma maior independência em relação à geração de energia por fontes hídricas.

A forte dependência da geração de eletricidade na

fonte hídrica, contudo, coloca o país em uma situação

instável em relação a sua segurança energética. Em anos

de crise hídrica, como recentemente experimentado,

a necessidade de despacho das usinas termelétricas,

que emitem mais poluentes, se torna cada vez mais

crescente. Dessa forma, a não ser que a matriz elétrica

seja diversificada com fontes renováveis além da

hídrica, é possível que o setor elétrico contribua para

uma maior emissão de GEE em um futuro próximo

– principalmente quando a economia brasileira se

recuperar da recessão atual e voltar a crescer. Daí

a importância de investir cada vez mais em fontes

renováveis que não a hídrica, as chamadas renováveis

complementares9 (eólica, biomassa e solar).

As renováveis complementares são mencionadas na

iNDC brasileira, cujas metas para o setor elétrico são:

• Obter ao menos 66% de participação da fonte

hídrica na geração de eletricidade, em 2030, não

considerando a autoproduzida;

• Expandir o uso doméstico de fontes de energia não

fóssil, aumentando a parcela de energias renováveis

(além da energia hídrica) no fornecimento de energia

elétrica para ao menos 23% até 2030, inclusive pelo

aumento da participação de eólica, biomassa e solar;

• Alcançar 10% de ganhos de eficiência no setor

elétrico até 2030.

A expansão das renováveis complementares, como

uma meta da iNDC, está alinhada às necessidades de

segurança energética do setor elétrico brasileiro. Essas

metas, contudo, foram estipuladas em um cenário no qual

a economia brasileira não se encontrava em recessão -

Biomassa Eólica Fóssil Hídrica Nuclear Solar Importação

5,99%1,28%0,01% 5,25%

8,88%

17,24%

61,34%


11

a taxa de crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) do

Brasil, que é a soma de todas as riquezas produzidas pelo

país, retraiu -3,8% em 201510 e está prevista em -3,2% em

201611. A atividade industrial, por sua vez, teve uma retração

de -6,2% em 201512. Como consequência, o consumo de

eletricidade no país caiu -2,1% em 201513, resultando em

sobra da energia elétrica que já foi contratada em leilões de

anos anteriores, quando se esperava que a demanda futura

por eletricidade fosse maior14.

A retração da economia, principalmente da atividade

industrial, implica em menor emissão de GEE, o que

facilitaria o atendimento da meta de emissões brasileiras

na iNDC. A recessão, contudo, não durará para sempre:

com a economia voltando a crescer, não apenas a atividade

industrial será retomada, como também os consumidores

atenderão a sua demanda reprimida, voltando a consumir

eletrodomésticos e outros bens que demandam energia

elétrica15. Dessa forma, agora é o momento para investir

em energia renovável para que, quando a recuperação

econômica acontecer, ela ocorra com o emprego de energia

limpa. Essa estratégia possibilitará o alcance das metas de

emissões e de investimentos em renováveis da iNDC.

Além disso, investir em eficiência energética é a

maneira mais limpa e econômica de evitar emissões

de GEE. Como dizem Faruqui & Faruqui: “O quilowatt-

hora mais limpo é aquele não consumido. O próximo

quilowatt-hora mais limpo é aquele produzido a

partir de uma fonte renovável”16. A meta de eficiência

energética para o setor elétrico na iNDC é de 10%,

mas investir ainda mais nessa área pode trazer vários

benefícios para a sociedade17. A geração distribuída

por fontes renováveis também é outra área que pode

contribuir para o alcance das metas da iNDC.

Atingir as metas de redução de emissões de GEE estipuladas

na iNDC brasileira é uma tarefa factível. Cabe considerar,

contudo, que quando o documento foi criado, o país se

encontrava em um momento econômico diferente do atual.

É necessário, dessa forma, rever se essas metas ainda se

aplicam, principalmente no que se refere a investimentos

em novas fontes de energia renovável em um cenário de

sobrecontratação de energia. Além disso, pode ser mais

vantajoso, especialmente em um momento de recessão, no

qual não há grande disponibilidade de recursos para investir

em infraestrutura, aumentar a meta de eficiência energética.

Investimentos nessa área tendem a ser menos dispendiosos

- principalmente considerando que os retornos podem

advir da expansão de programas já existentes. Cabe ao

planejador, portanto, considerar esses fatores em uma futura

revisão das metas para o cumprimento do Acordo de Paris.

10 Fonte: IBGE, Sistema de Contas Nacionais Trimestrais, Tabelas Completas.11 Fonte: Relatório Focus, Banco Central do Brasil, 19/08/2016.12 Fonte: IBGE, Sistema de Contas Nacionais Trimestrais, Tabelas Completas.13 Fonte: Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica. Ano IX, Número 100, janeiro de 2016. Empresa de Pesquisa Energética (EPE).14 O Operador Nacional do Sistema (ONS) declarou recentemente que o consumo atual de eletricidade é 10% inferior ao

estimado na época em que os leilões de contratação de energia ocorreram. Fonte: “Brasil deve continuar com sobras de energia contratada até 2019, diz ONS”. Folha de São Paulo, 01/07/2016.

15 Também é importante considerar que parte da população brasileira ainda se encontra em situação de pobreza (9,97% dos domicílios brasileiros estavam sob a linha de pobreza em 2014. Fonte: IPEA, Pnad 2014). A fim de permitir uma melhoria na qualidade de vida dessa parcela da população, a economia precisa voltar a crescer e essas pessoas precisam consumir mais, inclusive energia.

16 Faruqui, Ahmad & Faruqui, Nuzhat. “Opinion: Solar powering your home? An accountant and an economist weigh in”. Los Angeles Times, 15 de março de 2016.

17 Por exemplo, quando a economia voltar a crescer e o brasileiro voltar a consumir eletrodomésticos, o ideal seria esses bens serem mais inteligentes e eficientes do que os disponíveis atualmente. Para uma maior discussão sobre os benefícios de investir em eficiência energética, vide estudo: “Consumo eficiente de energia elétrica: uma agenda para o Brasil”. Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável (CEBDS) & PSR Soluções e Consultoria em Energia. 2016.

* Este texto não deve ser citado como representando as opiniões da Fundação Getulio Vargas (FGV). As opiniões expressas neste trabalho são exclusivamente da equipe de pesquisadores do grupo FGV Energia: Bruno Moreno Rodrigo de Freitas, Larissa de Oliveira Resende, Mariana Weiss de Abreu, Renata Hamilton de Ruiz, Tatiana de Fátima Bruce da Silva e Vinícius Neves Motta


12

pEtrólEo

Julia Febraro

a) produção, consumo E saldo comErcial do pEtrólEo.

O mês de junho de 2016 apresentou queda de 0,45% da

produção em relação ao mês anterior, e crescimento de

6,78% em relação ao mesmo mês de 2015. A produção

diária de petróleo em junho foi de 2.558 mil barris,

0,5% inferior à produção de maio, que foi de 2.570 mil

bbl/dia, e 7% superior à de junho de 2015 (Tabela 2.1).

De acordo com a ANP, o grau API médio do petróleo

produzido em junho foi de aproximadamente 26,0,

sendo 27% da produção óleo leve (>=31°API), 53,3%

óleo médio (>=22 API e <31 API) e 19,7% óleo pesado

(<22 API), segundo a classificação da Portaria ANP

nº 09/2000.

Os cinco maiores campos produtores de petróleo em

junho foram Lula (15,5 Mmbbl), Roncador (8,91 Mmbbl),

Sapinhoá (6,6 Mmbbl), Jubarte (6,06 Mmbbl) e Marlim

(5,64 Mmbbl), todos da Petrobras. Além desses, os

campos de Argonauta da Shell (18º maior produtor),

Peregrino da Statoil (8º) e Frade da Chevron (17º)

produziram respectivamente 0,69 Mmbbl, 2,31 Mmbbl

e 0,69 Mmbbl.

A produção do pré-sal, oriunda de 59 poços, foi de 999,9

Mbbl/d de petróleo e 38,1 MMm³/d de gás natural,

totalizando 1.239,8 Mboe/d. Houve um aumento de

8,2% em relação ao mês anterior.

tabela 2.1: contas agregadas do petróleo (Barril).

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP.

Agregado jun-‐16 jun-‐16/mai-‐16 jun-‐16/jun-‐15 Tendência 12 meses mai-‐16 jun-‐15Produção 76.753.869 -‐0,45% 6,78% 77.100.536 71.879.279

Consumo Interno 55.609.779 2,01% -‐8,05% 54.516.338 60.477.562Importação 7.756.509 24,92% -‐33,47% 6.209.233 11.658.436Exportação 25.972.535 57,97% -‐6,46% 16.441.917 27.767.011


13

O consumo de petróleo, medido pelo volume de petróleo

refinado em território nacional, cresceu 2,01% em junho,

na comparação com o mês anterior, e também foi

inferior em 8,05% na comparação anual. Na comparação

mensal, as importações apresentaram aumento (24,92%),

assim como as exportações, que cresceram 57,97%.

Na comparação anual, tanto as importações como as

exportações apresentaram quedas de 33,47% e 6,46%,

respectivamente. (Gráfico 2.1).

No acumulado de 12 meses, a diferença entre

Produção e Consumo manteve o padrão do mês

anterior e segue crescendo. A conta petróleo, que

representa o saldo entre Exportações e Importações,

no acumulado 12 meses aumentou para 160,8 milhões

de barris, contribuindo positivamente para o saldo em

transações da balança comercial.

Gráfico 2.1: Contas Agregadas do Petróleo (Barril)


0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

jun-‐12

set-‐12

dez-‐12

mar-‐13

jun-‐13

set-‐13

dez-‐13

mar-‐14

jun-‐14

set-‐14

dez-‐14

mar-‐15

jun-‐15

set-‐15

dez-‐15

mar-‐16

jun-‐16

Milhõe

s

Importação Exportação Produção Consumo

-‐150,00

-‐100,00

-‐50,00

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

900,00

1000,00

jul/0

1

jan/02

jul/0

2

jan/03

jul/0

3

jan/04

jul/0

4

jan/05

jul/0

5

jan/06

jul/0

6

jan/07

jul/0

7

jan/08

jul/0

8

jan/09

jul/0

9

jan/10

jul/1

0

jan/11

jul/1

1

jan/12

jul/1

2

jan/13

jul/1

3

jan/14

jul/1

4

jan/15

jul/1

5

jan/16

Saldo (M

ilhõe

s)

Milh

ões

Saldo da Balança Comercial Importação Acum Exportação Acum Produção Acum Consumo Acum

Gráfico 2.2: Contas Agregadas do Petróleo, Acumulado 12 meses (Barril)



14

A queda da produção verificada no mês de junho no país

foi puxada, principalmente, pelo resultado do estado do

Espírito Santo, responsável por mais de 300% da queda

na produção no mês. Além do Espírito Santo, o estado

de São Paulo contribuiu com aproximadamente 60% da

queda mensal da produção nacional. (Tabela 2.2).

Segundo a U.S Energy Information Administration (Gráfico

2.3), a média de preços do óleo tipo Brent aumentou US$

1/b em relação à média de maio, alcançando US$ 48/b,

que é a maior média para o petróleo tipo Brent desde

novembro de 2015. Este foi o quinto aumento consecutivo,

e a maior disparada desde maio a setembro de 2013.

UF Localização jun-‐16 jun-‐16/mai-‐16 jun-‐16/jun-‐15 Tendência 12 meses mai-‐16 jun-‐15Onshore 132.247 -‐11,69% 7,46% 149.757 123.069Offshore 5.056 20,01% -‐41,14% 4.213 8.590

AM Onshore 740.099 -‐3,68% -‐6,27% 768.412 789.582Onshore 1.059.448 -‐3,54% -‐10,94% 1.098.309 1.189.631Offshore 22.123 -‐20,59% 17,71% 27.857 18.794Onshore 51.171 -‐3,03% 17,52% 52.767 43.544Offshore 165.599 0,94% -‐0,72% 164.056 166.807Onshore 387.390 -‐4,40% -‐0,17% 405.206 388.059Offshore 11.097.778 -‐9,22% 1,23% 12.225.538 10.962.692

MA Onshore 1.134 23,44% 226,04% 919 348RJ Offshore 52.235.951 2,37% 10,10% 51.026.327 47.444.911

Onshore 1.519.327 -‐4,92% 1,18% 1.598.001 1.501.597Offshore 172.889 -‐11,09% -‐24,97% 194.453 230.440

SP Offshore 8.245.156 -‐2,40% 3,03% 8.447.897 8.003.036Onshore 687.423 -‐2,16% -‐8,88% 702.590 754.389Offshore 231.076 -‐1,35% -‐8,95% 234.235 253.790

76.753.869 -‐0,45% 6,78% 77.100.536 71.879.279

SE

Total

AL

BA

CE

ES

RN

tabela 2.2: produção por Estado (Barril).


Gráfico 2.3: Preço Real e Projeção ($/Barril).

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da EIA (Deflator - CPI US).

46,80 58,06

46,80 58,06

-‐5 0 5 10 15 20 25 30 35

0

20

40

60

80

100

120

140

jun-‐10

set-‐10

de

z-‐10

mar-‐11

jun-‐11

set-‐11

de

z-‐11

mar-‐12

jun-‐12

set-‐12

de

z-‐12

mar-‐13

jun-‐13

set-‐13

de

z-‐13

mar-‐14

jun-‐14

set-‐14

de

z-‐14

mar-‐15

jun-‐15

set-‐15

de

z-‐15

mar-‐16

jun-‐16

set-‐16

de

z-‐16

mar-‐17

jun-‐17

set-‐17

de

z-‐17

Spread WTI Brent


15

B) dErivados do pEtrólEoNa comparação com maio de 2016, em junho houve

aumento na produção do diesel, de QAV e de óleo

combustível, que não foi acompanhado pela produção

de gasolina e GLP. (Tabela 2.3). Porém, na comparação

anual o QAV foi o único derivado que apresentou

variação positiva (7,01%). Ainda sobre a comparação

anual, o derivado óleo combustível foi o que apresentou

maior queda, de 27,06% na sua produção.

Em junho de 2016 os preços de realização interna

continuam superiores aos de referência internacional. A

maior diferença entre o preço de referência internacional

e o de realização interna é do óleo combustível. Gasolina

e Óleo Diesel também continuam a apresentar certa

diferença entre o preço de referência internacional e o

de realização interna.

Combustível Agregado jun-‐16 jun-‐16/mai-‐16 jun-‐16/jun-‐15 Tendência 12 meses mai-‐16 jun-‐15Produção 13.108.873 -‐5,79% -‐3,65% 13.914.069 13.606.049Consumo 21.202.301 34,68% 38,06% 15.742.491 15.357.115Importação 2.371.700 63,19% 87,44% 1.453.308 1.265.316Exportação 333.609 -‐28,77% -‐10,88% 468.351 374.348Produção 24.685.814 0,73% -‐7,75% 24.506.386 26.760.702Consumo 29.033.441 10,31% 2,06% 26.320.021 28.448.094Importação 3.865.987 -‐7,62% -‐3,28% 4.184.942 3.997.136Exportação 925.789 40,81% -‐ 657.489 109.903Produção 3.640.986 -‐8,09% -‐6,53% 3.961.481 3.895.422Consumo 7.485.220 4,05% 2,40% 7.193.689 7.310.087Importação 2.813.172 3,74% 163,33% 2.711.769 1.068.319Produção 3.216.552 32,09% 7,01% 2.435.105 3.005.755Consumo 3.391.407 -‐1,80% -‐8,78% 3.453.462 3.717.715Importação 157.167 -‐91,84% -‐83,58% 1.925.174 957.398Exportação 2.931 -‐96,43% -‐ 82.004 0Produção 5.741.963 9,29% -‐27,06% 5.253.770 7.871.887Consumo 1.608.322 2,51% -‐37,69% 1.568.872 2.581.132Importação 12.320 109,75% -‐94,60% 5.874 228.325Exportação 1.776.361 -‐8,90% -‐52,74% 1.949.941 3.758.546

Gasolina

Diesel

QAV

Óleo

Combustível

GLP

Tabela 2.3: Contas Agregadas de derivados (Barril).


0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

jun-‐13

ago-‐13

out-‐13

dez-‐13

fev-‐14

abr-‐14

jun-‐14

ago-‐14

out-‐14

dez-‐14

fev-‐15

abr-‐15

jun-‐15

ago-‐15

out-‐15

dez-‐15

fev-‐16

abr-‐16

jun-‐16

R$/l

Gasolina

Realização Referência

Gráfico 2.4: Preço Real dos combustíveis18 x referência internacional (R$/l).

18 Devido à indisponibilidade de dados, os preços de referência são a cotação do final do mês e não incluem custo de internação

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME e EIA. Deflator: IPCA.


16

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

jun-‐13

ago-‐13

out-‐13

dez-‐13

fev-‐14

abr-‐14

jun-‐14

ago-‐14

out-‐14

dez-‐14

fev-‐15

abr-‐15

jun-‐15

ago-‐15

out-‐15

dez-‐15

fev-‐16

abr-‐16

jun-‐16

R$/l

Diesel


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

jun-‐

13

ago-‐

13

out-‐

13

dez-‐

13

fev-‐

14

abr-‐

14

jun-‐

14

ago-‐

14

out-‐

14

dez-‐

14

fev-‐

15

abr-‐

15

jun-‐

15

ago-‐

15

out-‐

15

dez-‐

15

fev-‐

16

abr-‐

16

jun-‐

16

R$/t

GLP

Realização Residencial Referência Realização Industrial

500

700

900

1100

1300

1500

1700

1900

2100

jun-‐

13

ago-‐

13

out-‐13

dez-‐13

fev-‐14

abr-‐14

jun-‐

14

ago-‐

14

out-‐14

dez-‐14

fev-‐15

abr-‐15

jun-‐

15

ago-‐

15

out-‐15

dez-‐15

fev-‐16

abr-‐16

jun-‐

16

R$/t

Óleo CombusBvel


Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME e EIA. Deflator: IPCA.


17

gás natural

Larissa Resende

a) produção E importação

A produção nacional de gás natural do mês de

junho não só atingiu o ponto mais alto dos últimos

doze meses, mas também atingiu recorde histórico,

registrando o montante de 103,52 MMm³/dia, alta de

8,38% em relação a junho de 2015. Por outro lado,

a oferta nacional se manteve relativamente estável,

apontando uma ligeira queda de 0,78% em relação

ao mês anterior com o valor de 50,68 MMm³/dia. Já

o consumo teve aumento de 7,77% em relação ao

mês anterior, atingindo a montante de 78,26 MMm³/

dia, mas 21,78% menor que o do mesmo período no

ano anterior. Impactada pelo aumento do consumo

não acompanhado por um aumento equivalente na

oferta nacional, o saldo de importação de gás natural

no mês de junho teve um aumento de 12,26% em

relação ao mês anterior, atingindo o valor de 30,04

MMm³/dia. Os resultados podem ser observados na

Tabela 3.1.

Tabela 3.1: Contas Agregadas do Gás Natural (em MMm³/dia)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da MME.

jun-‐16 jun-‐16/mai-‐16 jun-‐16/jun-‐15 12 meses mai-‐16 jun-‐15Produção Nacional 103,52 3,72% 8,38% 99,81 95,52

Oferta de gás nacional 50,68 -‐0,78% -‐5,68% 51,08 53,73Importação 30,04 12,26% -‐41,04% 26,76 50,95Consumo 78,26 7,77% -‐21,78% 72,62 100,05


18

jun-‐16 jun-‐16/mai-‐16 jun-‐16/jun-‐15 12 meses mai-‐16 jun-‐15103,52 3,72% 8,38% 99,81 95,52

Reinjeção 31,87 13,90% 38,63% 27,98 22,99Queima 3,53 -‐3,81% -‐2,49% 3,67 3,62

Consumo interno em E&P13,17 3,05% 13,53% 12,78 11,60

Absorção em UPGN's 4,27 -‐0,70% 19,27% 4,30 3,58Subtotal 52,84 8,43% 26,44% 48,73 41,79

50,68 -‐0,78% -‐5,68% 51,08 53,7349% -‐4,34% -‐12,97% 51% 56%

Prod. Nacional Bruta

Prod

ução

Indisp

onível

Oferta de gás nacionalOfert nacional/Prod. Bruta

Tabela 3.2: Produção de Gás Natural (em MMm³/dia)


0

20

40

60

80

100

120

2010

2011

2012

2013

2014

2015

jan-‐16

fev-‐16

mar-‐16

abr-‐16

mai-‐16

jun-‐16

jul-‐1

6

ago-‐16

set-‐16

out-‐16

nov-‐16

Oferta nacional Importação por gasoduto Importação de GNL

Como pode ser observado no Gráfico 3.1, a oferta

nacional permaneceu estável, situando pouco abaixo

da média dos dois últimos anos. Já a importação de

gás registrou crescimento, sobretudo a importação de

GNL, impactando em um crescimento da oferta de gás

natural no Brasil em relação ao mês anterior.

Gráfico 3.1: Oferta de gás natural no Brasil (em MMm³/dia)


O aumento de 3,72% na produção nacional bruta em

relação ao mês anterior não foi acompanhado por

um aumento na oferta de gás nacional devido ao

crescimento de 8,43% na produção indisponível. Tal

crescimento na produção indisponível, que atingiu

um montante de 52,84 MMm³/dia, ocorreu em virtude

do aumento de 13,90% nas reinjeções e de 3,05% no

consumo interno de E&P. Como pode-se observar na

Tabela 3.2, a oferta de gás natural no mês de junho

representou 49% da produção total bruta total do

país, percentual 12,97% menor que o mês de junho do

ano anterior.


19

É possível observar no Gráfico 3.2 que, embora a

produção nacional de gás tenha atingido recorde

histórico, a reinjeção e o consumo nas unidades de

E&P no mês de junho atingiram um valor superior

não só a média dos últimos doze meses, mas também

superior à média dos últimos seis anos, o que resultou

em uma pequena queda da oferta de gás nacional.

Gráfico 3.2: Produção nacional bruta (em MMm³/dia)


Tabela 3.3: Importação de Gás Natural (em MMm³/dia)


jun-‐16 jun-‐16/mai-‐16 jun-‐16/jun-‐15 12 meses mai-‐16 jun-‐15Gasoduto 27,53 5,48% -‐13,32% 26,10 31,76

GNL 2,51 280,30% -‐86,92% 0,66 19,19Total 30,04 12,26% -‐41,04% 26,76 50,95

A importação total de gás natural no mês de junho

registrou alta de 12,26% com relação ao mês de maio,

mas queda de 41,04% em relação ao mesmo mês do

ano anterior, atingindo um total de 30,04 MMm³/dia. Foi

registrada alta de 1,43 MMm³/dia nas importações por

gasoduto e de 1,85 MMm³/dia nas importações de GNL.

-‐10

10

30

50

70

90

110

2010

2011

2012

2013

2014

2015

jan-‐16

fev-‐16

mar-‐16

abr-‐16

mai-‐16

jun-‐16

jul-‐16

ago-‐16

set-‐16

out-‐16

nov-‐16

dez-‐16

Oferta de gás nacional Reinjeção Queima & Perda Consumo nas unid. De E&P Absorção em UPGN's


20

Tabela 3.4: Consumo de Gás Natural (em MMm³/dia)


jun-‐16 jun-‐16/mai-‐16 jun-‐16/jun-‐15 12 meses mai-‐16 jun-‐15Industrial 44,16 8,61% -‐0,14% 40,66 44,22Automotivo 4,85 0,62% 1,89% 4,82 4,76Residencial 1,39 34,95% 19,83% 1,03 1,16Comercial 0,86 2,38% 0,00% 0,84 0,86

GEE 23,92 6,93% -‐48,64% 22,37 46,57Cogeração 2,37 6,76% -‐2,47% 2,22 2,43

Total 78,26 7,77% -‐21,78% 72,62 100,05


B) consumoApós queda no consumo registrada no mês de maio,

o consumo de gás natural no mês de junho registrou

aumento em todos as classes, totalizando um montante

de 78,26 MMm³/dia, o que representa alta de 7,77% em

relação ao mês anterior. Vale destacar que o consumo

nas classes industrial, residencial e comercial atingiram

no mês de junho o valor mais alto dos últimos doze

meses, montantes de 44,16 MMm³/dia, 1,39 MMm³/dia

e 0,86 MMm³/dia, respectivamente.

Mais detalhes podem ser observados na Tabela 3.4.

Analisando o Gráfico 3.3, pode-se dizer que o

consumo industrial atingiu não só o valor mais alto

dos últimos 12 meses, mas também um valor superior

à média dos últimos seis anos. Já o consumo no

seguimento GEE no mês de junho, embora tenha

registrado aumento de 6,93% em relação ao mês

anterior, é o segundo valor mais baixo dos últimos

doze meses e também da média dos últimos três

anos. Em relação as tendências dos consumidores

com menor participação, que podem ser observadas

no Gráfico 3.4, o consumo no seguimento residencial

apresentou uma alta mais expressiva de 34,95%,

o setor de cogeração apresentou pequena alta

de 6,76% e os setores comercial e automotivo se

mantiveram estáveis, com singela alta de 2,38% e

0,62%, respectivamente.

Gráfico 3.3: Consumo de GN na Indústria e em GEE (em MMm³/dia)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2010

2011

2012

2013

2014

2015

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/1

6

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

GEE Industrial

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2010

2011

2012

2013

2014

2015

jan/16

fev/16

mar/16

abr/16

mai/16

jun/16

jul/1

6

ago/16

set/16

out/16

nov/16

dez/16

GEE Industrial


21

Gráfico 3.4: Tendências dos consumidores com menor participação (em MMm³/dia)


jun-‐16 jun-‐16/mai-‐16 jun-‐16/jun-‐15 12 meses mai-‐16 jun-‐152,57 33,12% -‐8,09% 1,93 2,794,13 2,13% -‐43,51% 4,04 7,316,00 2,69% -‐29,81% 5,84 8,553,98 1,70% -‐10,38% 3,91 4,44

No City Gate 5,75 -‐3,25% -‐25,52% 5,94 7,722.000 m³/dia ** 13,47 30,74% -‐5,32% 10,30 14,2320.000 m³/dia ** 11,97 32,00% -‐5,05% 9,07 12,6150.000 m³/dia ** 11,62 32,61% -‐5,17% 8,76 12,25

JapãoPPT *

Preços na

distrib

uido

ra(Ref: Sud

este)

Henry HubEuropa

Deflatores: IPCA; CPI; CPI Japão; CPI Alemanha * não inclui impostos** preços c/ impostos em US$/MMBTU

c) prEçosEnquanto no mês de maio os preços das distribuidoras

para o setor industrial tenham registrado forte queda

para todas as faixas de consumo, no mês de junho

houve considerável aumento, sendo de 30,74% para

faixas de consumo de até 2.000 m³/dia, de 32,00%

para até 20.000 m³/dia e de 32,61% para faixas de até

50.000 m³/dia. Sendo o gás distribuído ao consumidor

industrial a um preço entre 11,62 US$/MMBTU e

13,47 US$/MMBTU. O preço do gás no citygate para

as distribuidoras teve leve queda em relação ao mês

anterior, sendo comercializado a 5,75 US$/MMBTU.

Tais relações podem ser vistas na Tabela 3.5.

Tabela 3.5: Preços Nacionais e Internacionais (em US$/MMBTU)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do MME e Banco Mundial

4,85

1,39

0,86

2,37

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00 jul-‐1

1

out-‐11

jan-‐12

abr-‐12

jul-‐1

2

out-‐12

jan-‐13

abr-‐13

jul-‐1

3

out-‐13

jan-‐14

abr-‐14

jul-‐1

4

out-‐14

jan-‐15

abr-‐15

jul-‐1

5

out-‐15

jan-‐16

abr-‐16

Automo9vo Residencial Comercial Cogeração


22

Deflatores: CPI; CPI Japão; CPI Alemanha

Gráfico 3.5: Preços Internacionais (em US$/MMBTU)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do Banco Mundial

No cenário internacional houve aumento em todos

os mercados. O Henry Hub apresentou forte alta de

33,12%, atingindo o preço de 2,57 US$/MMBTU. O

preço do mercado europeu apresentou alta de 2,13%

em relação ao mês de maio, entregando o gás a um

preço de 4,13 US$/MMBTU. E finalmente, o mercado

do Japão registrou um aumento de 2,69% no preço

do gás, atingindo um valor de 6,00 US$/MMBTU. A

curva dos preços internacionais pode ser vista no

Gráfico 3.5.

2,57 4,13 6,00

0,00 2,00 4,00 6,00 8,00

10,00 12,00 14,00 16,00 18,00 20,00

jul-‐1

1

set-‐11

nov-‐11

jan-‐12

mar-‐12

mai-‐12

jul-‐1

2

set-‐12

nov-‐12

jan-‐13

mar-‐13

mai-‐13

jul-‐1

3

set-‐13

nov-‐13

jan-‐14

mar-‐14

mai-‐14

jul-‐1

4

set-‐14

nov-‐14

jan-‐15

mar-‐15

mai-‐15

jul-‐1

5

set-‐15

nov-‐15

jan-‐16

mar-‐16

mai-‐16

Henry Hub Europa Japão


23

jul-‐16/jun-‐16 jul-‐16/jul-‐15 Tendências 12 mesesSE 22.567,00 91,84% -‐39,48% -‐20,43% 37.290,00 120,79% 28.362,00 133,92%S 10.596,00 96,49% 8,20% -‐62,47% 9.793,00 95,31% 28.235,00 258,63%NE 1.296,00 32,77% -‐11,90% -‐34,38% 1.471,00 30,69% 1.975,00 49,70%N 1.826,00 54,40% -‐25,35% -‐34,83% 2.446,00 41,89% 2.802,00 84,01%

Total 36.285,00 -‐ -‐28,85% -‐40,88% 51.000,00 -‐ 61.374,00 -‐

jul-‐15jul-‐16 jun-‐16

Tabela 4.1: Energia Natural Afluente-ENA e a Relação com as Respectivas MLTs (MWmed)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS

sEtor Elétrico

Bruno Moreno | Mariana Weiss

a) MUNDO FÍSICO

a) Disponibilidade

A disponibilidade hídrica em todo Sistema Interligado

Nacional – SIN, representada pelo indicador Energia

Natural Afluente – ENA total recuou expressivamente,

28,85%, no mês de julho deste ano em comparação

com o mês anterior (Tabela 4.1). Tal fato decorre do

possível fim do fenômeno climático El Niño de 2015/16,

responsável pela abundância de chuvas nas regiões Sul e

no Sudeste, e uma seca mais severa no Nordeste e Norte

do Brasil, e que vinha atuando de maneira significativa no

primeiro semestre deste ano. As secas nas regiões N e

NE ainda perduram e a ENA dessas regiões sofreu queda

de 11,90% e 25,35%, respectivamente. A seca na região

NE ainda é mais grave, por se tratar do segundo local

com maior potencial de armazenamento de todo SIN. A

região SE também sofreu queda, 39,48%, porém sua ENA

ainda ficou 91,84% da Média de Longo Termo – MLT.

Somente a região S aumentou na ENA, 8,20%. Apesar

de um desempenho bem superior na ENA no primeiro

semestre deste ano em relação ao ano passado, o mês

de julho especificamente foi bem inferior, com queda

de 40,88% na ENA total. Todas as regiões recuaram, SE

20,43%, S 62,47%, 34,38% e 34,83%.


24

A geração de energia total recuou 1,12% (Tabela 4.3), na

comparação mensal, acompanhando a mesma tendência

da carga de energia (Tabela 4.2). Com a queda de ENA em

todo o SIN, e como nos encontramos no período seco do SIN,

a geração hidráulica recuou 1,33%. Na complementação

da carga para atender ao SIN, a geração térmica atuou

com cerca de 10 GWmed em termos absolutos, porém

b) Demanda

Na comparação mensal, como demonstra a Tabela 4.2, a

carga de energia recuou 1,38%. Somente no subsistema N

a carga de energia elevou, 0,68%. Os demais sofreram

queda: SE/CO 0,27%, S 4,69% e NE 2,69%. Na comparação

anual, todos os subsistemas cresceram: SE/CO 0,68%, S

2,74%, 4,74% e N 3,71%. Ao final, a carga de energia total

aumentou 1,95%, ainda na comparação anual. De acordo

com o Boletim de Carga do Operador Nacional do

Tabela 4.2: Carga de Energia por Subsistema (MWmed)

Tabela 4.3: Geração de Energia Despachada por Subsistema e por Tipo (MWmed)



Sistema Elétrico – ONS, o desempenho da carga do SIN

tem sido fortemente impactado pela conjuntura adversa

com uma conjunção de baixo crescimento econômico,

incertezas ainda presentes no ambiente político e tarifa

de energia elétrica elevada. No entanto, o crescimento

da carga de energia total na comparação anual pode

refletir uma retomada no crescimento econômico de

forma ainda gradativa.

c) Oferta

jul-‐16 jul-‐16/jun-‐16 jul-‐16/jul-‐15 Tendências 12 meses jun-‐16 jul-‐15SE/CO 33.241,33 -‐0,27% 0,68% 33.329,67 33.016,50

S 10.073,80 -‐4,69% 2,74% 10.569,52 9.805,12NE 9.569,42 -‐2,69% 4,74% 9.833,86 9.136,29N 5.206,40 0,68% 3,71% 5.171,06 5.020,20

Total 58.090,95 -‐1,38% 1,95% 58.904,11 56.978,11

jul-‐16 jul-‐16/jun-‐16 jul-‐16/jul-‐15 Tendências 12 meses jun-‐16 jul-‐15Hidráulica 18.056,16 -‐3,27% 34,16% 18.665,89 13.459,01Nuclear 1.537,29 -‐11,39% -‐15,77% 1.734,88 1.825,01Térmica 3.351,24 -‐10,79% -‐49,33% 3.756,58 6.613,26Total 22.944,69 -‐5,02% 4,78% 24.157,35 21.897,28

Hidráulica 10.167,20 6,45% -‐7,10% 9.551,06 10.943,83Térmica 1.045,43 -‐3,89% -‐7,45% 1.087,73 1.129,56Eólica 564,35 21,64% 50,97% 463,94 373,81Total 11.776,98 6,07% -‐5,38% 11.102,73 12.447,20

Hidráulica 2.423,51 0,20% -‐11,85% 2.418,73 2.749,27Térmica 1.923,95 -‐15,09% -‐32,87% 2.265,91 2.866,11Eólica 3.618,06 17,61% 85,58% 3.076,44 1.949,61Total 7.965,52 2,63% 5,29% 7.761,08 7.564,99

Hidráulica 2.903,76 -‐15,20% -‐19,85% 3.424,15 3.623,11Térmica 2.150,75 14,97% 9,87% 1.870,68 1.957,55Total 5.054,51 -‐4,54% -‐9,43% 5.294,83 5.580,66

10.694,27 -‐0,81% 11,28% 10.781,16 9.610,01Hidráulica 44.244,90 -‐1,33% 9,56% 44.840,99 40.385,23Térmica 10.008,66 -‐6,60% -‐30,45% 10.715,78 14.391,49Eólica 4.182,41 18,13% 80,01% 3.540,38 2.323,42

58.435,97 -‐1,12% 2,34% 59.097,15 57.100,14Total

Total

S

NE

N

Itaipu

SE/CO

recuou 6,60%. O acionamento das térmicas só não foi

maior, pois estamos entrando em um período com maior

incidência de ventos no SIN e boa parte da demanda foi

suprida pela geração eólica, que aumentou 18,13% ainda

na comparação mensal. Já na comparação ano a ano, a

geração de energia total aumentou 2,34%. O aumento

de 9,56% do despacho hidráulico e o recuo de 30,45% do


25

do Sistema Elétrico – ONS. O crescimento de 80,01% da

geração eólica explana a entrada em operação de novos

parques no SIN.

Tabela 4.5: Energia Armazenada-EAR (MWmês)


Os dados de intercâmbio entre regiões ainda não foram

disponibilizados pela fonte ONS

jul-‐16/jun-‐16 jul-‐16/jul-‐15 Tendências 12 mesesSE/CO 104.458,00 51,49% -‐8,12% 36,03% 113.685,00 56,04% 76.791,00 37,42%

S 17.581,00 88,09% 0,01% -‐9,04% 17.579,00 88,08% 19.329,00 96,76%NE 12.061,00 23,28% -‐13,68% 3,42% 13.973,00 26,97% 11.662,00 22,49%N 8.182,00 54,40% -‐9,32% -‐26,92% 9.023,00 59,99% 11.196,00 75,59%

Total 142.282,00 49,12% -‐7,76% 19,59% 154.260,00 53,25% 118.978,00 40,77%

jun-‐16 jul-‐15jul-‐16

d) Intercâmbio de Energia Elétrica

e) Estoque

O recuo da geração hidráulica em todo SIN (Tabela 4.3)

não foi o suficiente para fazer frente ao recuo expressivo

de ENA (Tabela 4.1) em todo SIN e, com isso, houve

um deplecionamento dos reservatórios do SIN que

recuaram em 7,76% na Energia Armazenada – EAR total

(Tabela 4.5). Excetuando o subsistema S, que aumentou

0,01%, todos os subsistemas sofreram queda na EAR: SE/

CO 8,12%, NE 13,68% e N 9,32%. Em julho deste ano em

relação ao mesmo mês do ano passado, a EAR do SIN

elevou 19,59%, muito pela manobra operativa adotada

pelo ONS em 2014/15. O subsistema que mais cresceu

foi SE/CO, 36,03%, o mais importante subsistema, pois é

aquele que apresenta maior carga de energia e também

o maior potencial de armazenamento. NE também

aumentou, 26,92%, porém não foi o suficiente para

diminuir a pressão sobre o subsistema, devido ao nível

de 23,28% de seus reservatórios. Os demais subsistemas

S e N recuaram 9,04% e 26,92%, respectivamente.

0

50

100

150

200

250

jul-‐12 jan-‐13 jul-‐13 jan-‐14 jul-‐14 jan-‐15 jul-‐15 jan-‐16 jul-‐16

MWmês

Milhares

N S NE SE/CO

Gráfico 4.1: Histórico de Energia Armazenada-EAR (MWmed)


despacho térmico sinalizam um ano mais abundante de

precipitação e a recuperação dos reservatórios do SIN a

partir da manobra operativa eficaz do Operador Nacional


26

B) MUNDO CONTRATUAL

a) Oferta

A geração total de energia elétrica em maio de 2016 foi

de 59.306,76 MWmed. Isso representou um aumento

anual de 1,02% e uma redução mensal de 7,45%.

A geração térmica convencional teve decréscimo mensal

de 14,06%. Na comparação com o mesmo mês do ano

anterior, porém, a redução foi de 38,97%. Essa queda

brusca foi influenciada especialmente pela queda anual

na geração por térmicas a gás (-52,36%) que representa a

maior parcela deste tipo de geração, e, em menor escala,

pela queda na geração por térmicas a óleo (-73,11%). Estas

duas fontes térmicas apresentaram redução na comparação

mensal: as térmicas a gás de 16,31% e as térmicas a óleo

de 42,47%. A geração por térmicas nucleares se manteve

relativamente estável nas comparações com o mês anterior

(+1,03%), porém apresentou crescimento com relação ao

mesmo mês do ano passado (+33,34%).

Tabela 4.6: Geração Total por Fonte (MWmed)*

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da CCEE

A geração hidráulica teve um aumento de 11,54% em

maio com relação ao mesmo mês de 2015. Com relação

ao mês imediatamente anterior, houve uma queda de

8,22% na geração hidráulica, bem como na geração

por PCHs (-6,70%) e CGHs (-0,12%), evidenciando o

início do período seco em maio. Na comparação anual,

as PCHs geraram 6,07% a menos e as CGHs geraram

20,36% a mais.

A geração por fontes alternativas teve aumento na

comparação mensal de 14,86% e na comparação anual

de 14,89%. A geração por térmicas a biomassa teve

aumento na comparação anual de 6,87% e na comparação

mensal de 14,86%, o que estamos em meio ao período

da colheita da cana de açúcar. Essa tendência deve se

manter até outubro. A fonte eólica também teve redução

mensal de 0,81% e crescimento anual de 52,45%.

* “Térmica - Outros” inclui térmica solar, fotovoltaica e outros tipos de geração não convencionais.

mai-‐16 mai-‐16/abr-‐16 mai-‐16/mai-‐15 Tendências 12 meses abr-‐16 mai-‐15Hidráulica > 30MW 42.373,86 -‐8,22% 11,54% 46.168,75 37.989,53

Térmica a Gás 3.481,48 -‐16,31% -‐52,36% 4.160,08 7.307,22Térmica a Óleo 502,58 -‐42,47% -‐73,11% 873,65 1.869,07

Térmica bi-‐Combustível -‐ gás/óleo 287,13 -‐22,48% -‐40,05% 370,41 478,92Térmica a Carvão Mineral 1.565,72 -‐8,34% 1,24% 1.708,27 1.546,47

Térmica Nuclear 1.843,80 1,03% 33,34% 1.825,00 1.382,74Total Térmica Convencional 7.680,71 -‐14,06% -‐38,97% 8.937,41 12.584,42

Total Convencional 50.054,57 -‐9,17% -‐1,03% 55.106,16 50.573,95Eólica 3.094,78 -‐0,81% 52,45% 3.119,92 2.029,97

Hidráulica CGH 91,43 -‐0,12% 20,36% 91,54 75,97Hidráulica PCH 2.318,50 -‐6,70% -‐6,07% 2.484,95 2.468,22

Térmica a Biomassa 3.321,69 14,86% 6,87% 2.892,01 3.108,13Total Alternativa 8.826,40 2,77% 14,89% 8.588,42 7.682,28Térmica -‐ Outros 425,79 10,46% -‐5,41% 385,48 450,16

Total 59.306,76 -‐7,45% 1,02% 64.080,06 58.706,39


27

mai-‐16 mai-‐16/abr-‐16 mai-‐16/mai-‐15 Tendências 12 meses abr-‐16 mai-‐15Residencial 151,07 -‐35,10% -‐27,53% 232,77 208,45Industrial 15,85 -‐25,33% -‐21,03% 21,23 20,07Comercial 56,08 -‐35,35% -‐29,91% 86,74 80,02Outros 87,78 -‐19,78% -‐19,62% 109,43 109,20Total 310,78 -‐30,96% -‐25,60% 450,16 417,74

Residencial 1.022,96 5,70% 17,76% 967,78 868,70Industrial 1.753,80 -‐1,43% 2,35% 1.779,26 1.713,49Comercial 534,78 5,80% 9,96% 505,45 486,36Outros 463,65 4,25% 7,16% 444,73 432,67Total 3.775,19 2,11% 7,83% 3.697,22 3.501,22

Residencial 2.677,52 -‐6,44% 0,40% 2.861,83 2.666,77Industrial 2.513,36 4,22% -‐5,82% 2.411,58 2.668,55Comercial 1.463,51 -‐5,55% -‐0,63% 1.549,44 1.472,79Outros 1.608,88 -‐1,26% 6,88% 1.629,37 1.505,32Total 8.263,27 -‐2,24% -‐0,60% 8.452,21 8.313,43

Residencial 8.521,48 -‐12,72% 1,65% 9.763,41 8.382,79Industrial 10.774,07 -‐5,50% -‐4,70% 11.401,35 11.305,15Comercial 6.241,99 -‐12,44% 1,52% 7.128,66 6.148,68Outros 4.573,98 -‐3,67% 8,52% 4.748,34 4.214,97Total 30.111,52 -‐8,87% 0,20% 33.041,76 30.051,60

Residencial 2.293,85 -‐9,13% 7,42% 2.524,24 2.135,45Industrial 3.476,07 -‐5,47% -‐1,82% 3.677,21 3.540,52Comercial 1.633,65 -‐14,99% 0,94% 1.921,65 1.618,40Outros 1.708,38 -‐9,95% -‐2,97% 1.897,10 1.760,68Total 9.111,96 -‐9,06% 0,63% 10.020,20 9.055,05

Residencial 14.666,88 -‐10,29% 2,84% 16.350,02 14.262,16Industrial 18.533,15 -‐3,93% -‐3,71% 19.290,63 19.247,77Comercial 9.930,02 -‐11,28% 1,26% 11.191,94 9.806,25Outros 8.442,67 -‐4,38% 5,23% 8.828,97 8.022,85Total 51.572,71 -‐7,35% 0,46% 55.661,55 51.339,03

Sistemas Isolados

N

SE/CO

S

Total

NE

Tabela 4.7: Consumo por Classe e Subsistema (MWmed)*

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da EPE

b) Demanda

O consumo total de energia em maio de 2016 foi de

51.572,71 MWmed. Apesar de o consumo de energia ter

se mantido relativamente estável na comparação anual,

na comparação mensal houve uma queda de 7,35%. Essa

tendência de queda mensal se repetiu nos subsistemas

SE/CO (8,87%), S (9,06%) e NE (2,24%). N teve aumento

mensal de 2,11% e anual de 7,83%. Já os sistemas isolados

apresentaram redução na comparação mensal de 30,96% e

na comparação anual de 25,60%.

O consumo residencial no país, que representou 28,43%

do consumo total, apresentou uma redução mensal de

10,29% e um aumento anual de 2,84%. Esse resultado se

deve especialmente à queda do consumo residencial no

subsistema SE/CO, que foi de 12,72% no mês.

O consumo de energia do setor comercial também

diminuiu na comparação mensal (11,28%) e aumentou

na comparação anual (1,26%). Este setor apresentou

redução do consumo em relação ao mês de abril nos

subsistemas SE/CO, S e NE.

A indústria teve decréscimo de consumo de 3,93% na

comparação mensal e de 3,71% na comparação anual,

tendência que se repetiu nos subsistemas SE/CO, S

e Sistemas Isolados. Já, o consumo de energia da

indústria do NE apresentou uma recuperação de 4,22%

com relação ao mês anterior apesar de ter apresentado

uma redução em relação ao mesmo mês do ano anterior

(-5,82%). Segundo a Sondagem Industrial do IBRE/FGV19,

o Índice de Confiança da Indústria (ICI) passou de 77,5

*Outros: Rural, Iluminação Pública, Serviço Público, Poder Público, Consumo Próprio. Industrial: Cativo + Livre.

19 IBRE, FGV. Sondagem da Indústria de Transformação. Maio/2016. Disponível em: http://portalibre.fgv.br/main.jsp?lumChannelId=402880811D8E34B9011D92E5C726666F


28

c) Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)

As hidrelétricas participantes do MRE geraram 44.055,52

MWmed em maio de 2016, o que representou uma

queda de 8,18% na comparação mensal e um aumento

de 10,42% na comparação anual.

A garantia física para o mês em questão foi estimada

em 49.612,48 MWmed, um valor 3,29% menor que do

mês anterior e 1,01% maior do que o mesmo mês do

ano anterior.

Desta forma, o GSF, que representa a razão entre esses

dois valores, foi de 88,8%, um aumento de 9,32% no

ano e queda de 5,06% no mês.

Tabela 4.8: Consumo por Ramo de Atividade no Mercado Livre (MWmed)

Fonte: Elaboração própria a partir de CCEE

A liquidação financeira referente a maio de 2016 foi

realizada no mês de julho. Apenas R$ 600 milhões

de R$ 2,6 bilhões foram contabilizados. Do valor não

pago, R$ 570 milhões integram a quantia remanescente

do acordo de parcelamento do GSF e R$ 370 milhões

representam outros valores em aberto da liquidação

(inadimplência). Somados os montantes financeiros

pagos nas três liquidações deste ano, já foram 81%

do montante de R$ 2,48 bilhões que foram parcelados

como parte do acordo de repactuação do risco

hidrológico (GSF - Generator Scaling Factor).

A liquidação de junho estava prevista para ocorrer nos

dias 8 e 9 de agosto.

para 79,2 pontos de abril para maio registrando o maior

resultado desde março de 2015. Contudo, o Nível de

Utilização da Capacidade Instalada (NUCI) com relação

ao mês anterior reduziu de 74,3% para 73,8%.

O consumo industrial no mercado livre se manteve

relativamente estável no mês (- 0,42%), porém apresentou

um crescimento de 7,41% no ano. Na comparação mensal,

somente os setores Químico, Minerais Não Metálicos,

Manufaturados Diversos, Veículos e Saneamento

apresentaram crescimento do consumo de energia. Na

Comparação anual, houve aumento do consumo de

energia de todos os setores, com exceção de Extração de

Minerais Metálicos.

mai-‐16 mai-‐16/abr-‐16 mai-‐16/mai-‐15 Tendências 12 meses abr-‐16 mai-‐15Metalurgia e Produtos de Metal 3.261,30 -‐0,47% 10,91% 3.276,85 2.940,49

Químicos 1.698,35 1,83% 3,87% 1.667,81 1.635,00Minerais Não Metálicos 1.012,38 8,26% 14,53% 935,13 883,96Madeira, Papel e Celulose 958,14 -‐7,22% 4,49% 1.032,66 916,98Manufaturados Diversos 915,40 1,66% 11,77% 900,42 819,02

Alimentícios 913,01 -‐0,46% 14,06% 917,24 800,44Veículos 705,42 39,68% 38,09% 505,04 510,83Serviços 507,55 -‐7,60% 0,15% 549,30 506,80

Extração de Minerais Metálicos 514,95 -‐26,69% -‐31,97% 702,43 756,92Têxteis 426,41 -‐1,78% 1,38% 434,12 420,62Comércio 284,16 -‐6,14% 25,22% 302,75 226,94Transporte 192,92 -‐4,21% 0,06% 201,39 192,80Bebidas 135,05 -‐8,10% 15,76% 146,95 116,66

Saneamento 119,37 1,31% 8,64% 117,82 109,87Telecomunicações 97,47 -‐3,66% 2,68% 101,18 94,92

Total Geral 11.741,87 -‐0,42% 7,41% 11.791,09 10.932,25


29

tabela 4.9: mecanismo de realocação de Energia (mrE)


mai-‐16 mai-‐16/abr-‐16 mai-‐16/mai-‐15 Tendências 12 meses abr-‐16 mai-‐15Energia Gerada (MWmed) 44.055,52 -‐8,18% 10,42% 47.980,15 39.899,46Garantia Física (MWmed) 49.612,48 -‐3,29% 1,01% 51.299,99 49.117,64Geração/Garantia Física 0,888 -‐5,06% 9,32% 0,935 0,812

Gráfico 4.2: Geração/Garantia Física no MRE

Tabela 4.10: PLD Médio Mensal – Preços Reais (R$/MWh)


Fonte: Elaboração própria a partir de CCEE

d) Mercado Atacadista: Preço de Liquidação das Diferenças-PLD

Em maio de 2016 o PLD médio mensal teve aumento

nos subsistemas SE/CO, S e N na comparação com o

mês anterior.

Nos subsistemas SE/CO e S o aumento foi de 52,45% e

o valor atingiu os R$ 75,93/MWh. Em N, o aumento foi

de 78,51% e o valor atingido foi de R$ 88,98/MWh. S

teve um aumento de 50,41% e o valor atingido foi de R$

74,91/MWh. O NE foi o único subsistema a apresentar

queda do PDL na comparação mensal (60,54%), porém

o PLD neste subsistema continua a se mostrar muito

mais elevado do que nos demais subsistemas. O PLD

no subsistema NE no mês de maio foi R$ 106,07/MWh

Na comparação anual, todos apresentaram quedas:

SE/CO tiveram redução de 82,06%, N teve redução de

40,65%, NE de 74,94% e S de 82,30%.

mai-‐16 mai-‐16/abr-‐16 mai-‐16/mai-‐15 Tendências 12 meses abr-‐16 mai-‐15SE/CO 75,93 52,45% -‐82,06% 49,81 423,34

S 74,91 50,41% -‐82,30% 49,81 423,34NE 106,07 -‐60,54% -‐74,94% 268,79 423,34N 88,98 78,51% -‐40,65% 49,85 149,92

81,2% 79,4%

85,7% 84,8%

86,9%

92,1%

91,3%

93,8%

78,4%

90,7%

94,3% 93,5%

88,8%

mai-‐15

jun-‐15

jul-‐1

5

ago-‐15

set-‐15

out-‐15

nov-‐15

dez-‐15

jan-‐16

fev-‐16

mar-‐16

abr-‐16

mai-‐16


30

e) Tarifas de Energia Elétrica

A Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo

S/A (ELETROPAULO) teve um reajuste tarifário de -9,74%

na alta tensão e -7,30% na baixa tensão, o que teve um

efeito médio de -8,10% nas tarifas. A distribuidora atende

a 6,9 milhões de unidades consumidoras localizadas na

capital do Estado de São Paulo.

A Distribuidora Centrais Elétricas do Pará S/A (CELPA)

teve reajuste de 7,38% na alta tensão e 7,61% na baixa

tensão, o que resultou em um aumento médio de

7,55% nas tarifas. A distribuidora atende a 2,4 milhões

de unidades consumidoras no estado do Pará.

Mais quatro distribuidoras do estado do Rio Grande do

Sul apresentaram reajuste tarifário. A concessionária

Departamento Municipal de Energia de Ijuí (DEMEI) teve a sua

tarifa de energia reajustada em média em -7,66%, a Centrais

elétricas de Carazinho S/A (ELETROCAR) em -14,00%, a

Hidroelétrica Panambi S/A (HIDROPAN) em -10,59% e a

Muxfeldt Marin & Cia. Ltda (MUX-Energia) em -13,72%.

Ocorreu também no período a revisão tarifária periódica

(que ocorre em geral a cada quatro anos) de duas

distribuidoras. O Índice médio de Revisão Tarifária entre a

alta e a baixa tensão foi de: Iguaçu Distribuidora de Energia

Elétrica Ltda (IGUAÇU ENERGIA) -0,49% e Espírito Santo

Centrais Elétricas S/A (EDP ESCELSA) -2,80%.

Tabela 4.11: Reajuste Tarifário (Variação % Média)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL.

Sigla Concessionária Estado Reajuste VigênciaDEMEI Departamento Municipal de Energia de Ijuí RS -‐7,66% 22/07/2016 a 21/07/2017

ELETROCAR Centrais Elétricas de Carazinho S/A. RS -‐14,00% 22/07/2016 a 21/07/2017HIDROPAN Hidroelétrica Panambi S/A. RS -‐10,59% 22/07/2016 a 21/07/2017

MUX-‐Energia MUX-‐Energia -‐ Muxfeldt Marin & Cia. Ltda RS -‐13,72% 22/07/2016 a 21/07/2017ELETROPAULO Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A SP -‐8,10% 04/07/2016 a 03/07/2017

CELPA Centrais Elétricas do Pará S/A. PA 7,55% 07/08/2016 a 06/08/2017

Tabela 4.12: Revisão Tarifária Periódica (Variação % Média)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL

Sigla Concessionária Estado Índice de Revisão Tarifária DataIGUAÇU ENERGIA Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda SC -‐0,49% 07/08/16

EDP ESCELSA Espírito Santo Centrais Elétricas S/A ES -‐2,80% 07/08/16

Tabela 4.13: Próximos Reajustes

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL

Sigla Concessionária Estado DataELEKTRO Elektro Eletricidade e Serviços S/A. SP 27/agoCEMAR Companhia Energética do Maranhão MA 28/agoEPB Energisa Paraíba -‐ Distribuidora de Energia S.A. PB 28/ago

COOPERALIANÇA Cooperativa Aliança SC 29/ago


31

e) Leilões

Para 2016, estão previstos dois Leilões de Reserva, um a

ser realizado em 29 de julho e o outro em 28 de outubro.

O 1º Leilão de Reserva de 2016 estava previsto para 23

de setembro e tem como objetivo de contratar energia

proveniente de Centrais de Geração Hidrelétrica - CGH

e Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH com prazo de

suprimento de trinta anos.

O 2º Leilão de Reserva de 2016 visa a contratação de

energia solar fotovoltaica e eólica e está prevista para 16

de dezembro. As duas fontes terão prazo de suprimento

de 20 anos e data para início do fornecimento em 1º de

julho de 2019.

A segunda fase do Leilão de Transmissão 013/2015

está marcada para 2 de setembro e contará com a

licitação de 25 lotes de empreendimentos localizados

nos estados: Bahia, Ceará, Goiás, Espírito Santo,

Minas Gerais, Pará, Paraíba, Pernambuco, Piauí e Rio

Grande do Norte. A primeira fase foi realizada em

13 de abril e foram contratados apenas 14 dos 24

lotes oferecidos.


32

anEXo - cronograma dE lEilÕEs E consultas pÚBlicas Esta lista registra somente os principais leilões e consultas públicas divulgados

Objeto

Descrição

Objeto

Descrição

Objeto

Descrição

Objeto

Descrição

Objeto

Descrição

2o Leilão de Energia de Reserva

16/12/2016 (previsto)RealizaçãoNão divulgadoPublicação do Edital

Contratação de energia solar fotovoltaica e eólica. As duas fontes terão prazo de suprimento de 20 anos e data para início do fornecimento em 1º de julho de 2019.Etapas Data

23/09/2016 (previsto)

Petróleo & Gás Natural

ANP -‐ Chamada Pública para Contratação de Capacidade de Transporte de Gás Natural Nº 01/2014-‐ANP

Chamada Pública para Contratação de Capacidade de Transporte de Gás Natural nº 01/2014-‐ANP referente ao Gasoduto Itaboraí-‐Guapimirim.

Etapa DataCronograma de etapas suspenso

Setor Elétrico (Consultas Públicas)

ANEEL -‐ Consulta Pública nº 007/2016

Obter subsídios sobre a avaliação da necessidade de representar a reserva operativa nos modelos computacionais utilizados para o planejamento e programação de despacho eletroenergético e para a formação do Preço de Liquidação das Diferenças -‐ PLD.

Etapas DataPrazo limite para colaboração 28/09/16

Realização 28/10/16

Setor Elétrico (Leilões do ACR)

Leilão de Transmissão de Energia Elétrica

Concessão de serviço público de transmissão, incluindo a construção, a montagem, a operação e a manutenção dasinstalações de transmissão, pelo prazo de 30 (trinta) anos, contado da data de assinatura do respectivo contrato de concessão.

Etapas DataPublicação do Edital 03/08/16

1o Leilão de Energia de Reserva

Contratação de energia hidrelétrica (Centrais de Geração Hidrelétrica e Pequenas Centrais Hidrelétricas). Os projetos terão prazo de suprimento de 30 anos. Os contratos terão início de suprimento de energia elétrica em 1º de março de 2020.

Etapas DataPublicação do Edital 24/08/16

Realização

rio dE JanEiro

Praia de Botafogo, 210 - CoberturaTel.: +55 21 3799 6100fgv.br/energia

Mantenedores da FGV Energia:

Documents

BOLETIM - FGV Energiafgvenergia.fgv.br/sites/fgvenergia.fgv.br/files/boletim_conjuntura... · Coordenação de Ensino e P&D ... solar para 5 MW. ... e pela Tractebel, em Tubarão